350 MW超臨界機組高低壓旁路供熱技術(shù)分析

王海成

(華電能源股份有限公司，哈爾濱 150001)

0 引 言

近年來，中國新能源發(fā)電量迅速增長，電網(wǎng)對新能源的消納問題愈發(fā)突出，進而對傳統(tǒng)燃煤熱電機組的調(diào)峰能力和調(diào)峰靈活性的要求也越來越高，尤其在三北地區(qū)的冬季供暖期，“電熱矛盾”現(xiàn)象愈發(fā)突出。傳統(tǒng)的熱電機組受到“以熱定電”方式制約，對于供熱市場較大的企業(yè)，機組的電調(diào)峰能力相對較差，往往無法參與深度調(diào)峰，進而導(dǎo)致電網(wǎng)被迫棄風、棄光，甚至棄核，并且隨著集中供熱的普及推廣，“三棄”現(xiàn)象仍然在不斷加劇。

目前，行業(yè)內(nèi)許多單位、學(xué)者在研究深度調(diào)峰及熱電解耦技術(shù)，其中效果較為明顯并有成功應(yīng)用案例的主要包括汽輪機光軸改造、汽輪機低壓缸切缸改造、蓄熱罐改造、電鍋爐改造、汽輪機旁路供熱靈活性改造等。各類靈活性改造的技術(shù)路線有著不同的特點，調(diào)峰方式和調(diào)峰能力也存在差別。對于傳統(tǒng)熱電企業(yè)的靈活性改造屬于“牽一發(fā)而動全身”，往往要涉及鍋爐、汽機、控制系統(tǒng)等多方面的同步改造，通常需要先做全廠、全機組的診斷和評估，再制定具體方案[1-2]。以東北某電廠350 MW超臨界汽輪發(fā)電供熱機組為研究對象，分析了35%容量的汽輪機高低壓旁路供熱技術(shù)的特點，研究了汽輪機高低旁路供熱技術(shù)在熱電機組靈活性方面的應(yīng)用，并對旁路供熱靈活性技術(shù)的熱電解耦特性以及對提升機組供熱能力和電調(diào)峰能力的影響進行了重點分析和研究。

汽輪機旁路供熱技術(shù)，就是將高品質(zhì)蒸汽(主、再熱蒸汽)經(jīng)減溫減壓后用于供熱，使部分高品質(zhì)蒸汽從汽缸旁路供熱，降低其在汽缸做功份額，從而提高機組的供熱能力和電調(diào)峰能力。

汽輪機旁路供熱方案整體改造投資相對較小，但在汽輪機軸向推力平衡、葉片強度以及再熱器熱力特性等方面存在一定影響，需要在設(shè)計過程中充分考慮，進行必要的計算驗證和校核。

1 供熱電廠概況

某電廠現(xiàn)有1臺350 MW超臨界機組，汽輪機為C350/261-24.2/0.4/566/566型超臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、直接濕冷、抽汽凝汽式汽輪機；設(shè)計工業(yè)抽汽流量為45 t/h，抽汽參數(shù)為1.7～2.1 MPa、300～350 ℃；設(shè)計采暖抽汽最大流量為550 t/h，抽汽參數(shù)為0.4 MPa、253.9 ℃；設(shè)計35%BMCR容量高-低壓二級串聯(lián)旁路系統(tǒng)。該電廠現(xiàn)接待供熱面積約550萬m2，因電廠所在區(qū)域為高緯度寒冷地區(qū)，供熱負荷多數(shù)為老建筑，取單位熱指標55 W/m2，折合負荷為302.5 MW。

2 高低壓旁路供熱靈活性技術(shù)應(yīng)用

2.1 改造方案

在低旁前裝 DN450的電動閘閥，在低旁出口至凝汽器前加裝DN800電動隔離閥，在隔離閥前抽出DN1000管道至熱網(wǎng)首站。在高旁出口管道、低旁出口管道上各新增 1 套流量測量裝置。為了實現(xiàn)對該系統(tǒng)的控制，需在高旁后、低旁后及其減溫水加裝流量測量裝置。重新設(shè)定旁路供熱邏輯、保護，確保旁路供熱系統(tǒng)運行安全可靠[3]。改造方案如圖1所示。

圖1 旁路供熱改造技術(shù)原則性熱力系統(tǒng)圖

2.2 項目實施

該項目投資412萬元，于2018年9月21日至10月18日，電廠在機組小修期間完成項目實施。2018年10月28日，項目正式投運，并參與東北電網(wǎng)的輔助服務(wù)市場運行。

3 技術(shù)適應(yīng)性分析

3.1 安全穩(wěn)定性分析

項目投運后，經(jīng)過近4個月的運行，該機組高低壓旁路由啟動用改變?yōu)楣嵴{(diào)峰用時，在汽輪機軸系振動、汽輪機軸向推力平衡、低壓轉(zhuǎn)子末級葉片安全、鍋爐再熱器超溫等方面均未出現(xiàn)明顯變化。

3.1.1 汽輪機軸系振動

通過旁路供熱系統(tǒng)投運后的汽輪機運行參數(shù)看，發(fā)電負荷在105 MW時，各瓦振動情況良好，軸振及瓦振均在合格范圍，并未出現(xiàn)較大波動。脹差、低脹及軸向位移等重要參數(shù)均滿足安全要求。

3.1.2 汽輪機軸向推力

經(jīng)汽輪機廠家計算校核，對于CH01型350 MW超臨界機組，當旁路供熱系統(tǒng)投運后的各運行工況，汽輪機軸向推力雖有所增加，但推力值仍低于機組軸向推力允許最大值，能夠滿足機組安全運行要求[4]。通過運行參數(shù)看，旁路供熱系統(tǒng)投運后，機組軸向位移變化值不超過0.02 mm，推力瓦塊溫度變換不超過2 ℃。該項目旁路供熱系統(tǒng)投運未對汽輪機軸向推力產(chǎn)生較大影響，機組可以安全穩(wěn)定運行。

3.1.3 低壓轉(zhuǎn)子末級葉片安全

當汽輪發(fā)電機組參與輔助服務(wù)期間，旁路供熱系統(tǒng)投入運行后，進入汽輪機低壓缸的蒸汽流量會減少，一旦低于低壓缸的安全冷卻流量，就會威脅低壓轉(zhuǎn)子末幾級葉片的安全。為此，在可研階段，需要嚴格計算低壓缸的安全冷卻流量的合理范圍，在旁路供熱系統(tǒng)投運期間，要密切監(jiān)視低壓缸排汽溫度，確保安全運行[4]。

3.1.4 鍋爐再熱器超溫

因高旁和低旁同時投入，蒸汽自低旁管路抽出，鍋爐再熱器的再熱蒸汽流量并未發(fā)生變化，因此，不存在鍋爐再熱器超溫的問題。在旁路投運過程中，需協(xié)調(diào)好高旁調(diào)整門與低旁調(diào)整門的開度，同時匹配好2個調(diào)門的減溫水流量。

3.1.5 其他方面

關(guān)于再熱器及高、低旁管道內(nèi)蒸汽流速是否超速，以及高、低壓旁路調(diào)整門耐沖刷程度，因缺乏測量手段或沒有檢查時機，暫未發(fā)現(xiàn)，均需進一步驗證。

3.2 調(diào)峰能力分析

該電廠350 MW機組旁路供熱靈活性項目改造后，機組的深調(diào)能力最大可提高20%(從175 MW降低至105 MW以下)，機組負荷可深調(diào)至30%額定發(fā)電出力，并且運行安全穩(wěn)定。

3.3 深度調(diào)峰的供熱能力分析

運行期間，機組調(diào)峰至30%額定發(fā)電出力(高低旁開度約為60%)時，機組最大供熱能力1 006.07 GJ/h(約相當于278 MW)。此時，鍋爐的主給水流量約為485 t/h，過熱蒸汽流量約為585 t/h，旁路系統(tǒng)的供熱抽汽流量大約為100 t/h，五段采暖供熱抽汽流量為150 t/h左右。

結(jié)合該電廠的供熱需求及深度調(diào)峰特點，分析表明：

1)在供熱初末期，30%額定發(fā)電出力工況運行時，可以完全滿足該電廠所在區(qū)域民用采暖的供熱要求。

2)在供熱極寒期，30%額定發(fā)電出力工況運行時，可以滿足500萬m2的供熱面積；40%額定發(fā)電出力工況運行時，可以完全滿足該電廠所在區(qū)域民用采暖的供熱的要求。

4 經(jīng)濟性與社會效益分析

4.1 輔助服務(wù)市場收益分析

自2018年10月28日，截至2019年4月15日，該電廠旁路供熱項目累計參與深度調(diào)峰2 579.8 h，累計獲得輔助服務(wù)收益8 804.2萬元，其中，第一檔收益3 009.25萬元，第二檔收益5 794.53萬元。數(shù)據(jù)見表1。

表1 項目輔助服務(wù)收益表

4.2 發(fā)電量影響分析

在汽輪機進汽量不變時，因高、低壓旁路系統(tǒng)投運，供熱能力增加，汽輪機高壓缸和中低壓缸的發(fā)電能力降低，實現(xiàn)機組的“電熱解耦”和“深度調(diào)峰”。此時，機組獲得調(diào)峰收益，但較未參與調(diào)峰時，損失了一部分發(fā)電量(上網(wǎng)電量)。自2018年10月28日，截至2019年4月15日，該電廠旁路供熱項目累計參與深度調(diào)峰2 579.8 h，累計影響發(fā)電量13 516.41×104kW·h，損失發(fā)電量收益約為2 159.06萬元。該電廠350 MW旁路供熱靈活性項目投運期間的電量損失數(shù)據(jù)見表2。

表2 發(fā)電量影響分析表

4.3 綜合經(jīng)濟效益分析

以2019年1月份調(diào)峰數(shù)據(jù)進行測算和分析，數(shù)據(jù)見表3。

通過表3與表2分析可知，2019年1月，獲得一檔補償572.96萬元，二檔補償1 178.82萬元，總補償1 751.78萬元。由于機組原有抽汽供熱和旁路供熱同時運行，缺少準確的測量手段，在本次經(jīng)濟效益分析時，認為第一檔調(diào)峰收益屬于抽汽供熱，第二檔調(diào)峰收益屬于旁路供熱。因此，旁路投運獲得調(diào)峰收益暫按1 178.82萬元統(tǒng)計。

因旁路投運后，相當于從鍋爐出來的高品質(zhì)蒸汽，經(jīng)減溫減壓后直接供熱，而未在汽輪機中作功。在不考慮熱電比變化的情況下，可以認為發(fā)電機組的效率會出現(xiàn)衰減，此部分對收益的影響按照對比工況下燃煤增加量(約1 415.6 t)進行估算。

據(jù)此，計算2019年1月，旁路調(diào)峰的綜合收益和經(jīng)濟效益如下：

1)因旁路系統(tǒng)投運，損失發(fā)電量影響收益：

表3 2019年1月企業(yè)輔助服務(wù)時段成本表

QL×PV=1 178.2×104kW·h×

0.176 59元/(kW·h)=208.06萬元

2)機組效率衰減影響收益：

1 415.6×576.25=81.57萬元

3)旁路系統(tǒng)參與供熱調(diào)峰所獲得實際收益：

1 178.2-208.06-81.57=888.57萬元

在不考慮因為調(diào)峰而減少的輔助服務(wù)分攤考核的前提下，該電廠旁路供熱靈活性項目扣除發(fā)電量損失和機組效率衰減等因素影響，2019年1月的實際旁路調(diào)峰收益約為888萬元。

按此方法進行測算，該電廠旁路供熱靈活性自10月28日投運至2019年4月15日的一個采暖期內(nèi)，扣除因旁路系統(tǒng)投運而導(dǎo)致的發(fā)電量損失和機組效率衰減等因素影響，實際旁路調(diào)峰收益約為4 292.5萬元[5-6]，數(shù)據(jù)見表4。

表4 2018-2019年度采暖季旁路系統(tǒng)輔助服務(wù)成本表

據(jù)此，計算2018-2019年度采暖季旁路調(diào)峰的綜合收益和經(jīng)濟效益約為4 292.5萬元。

4.4 環(huán)保效益與社會效益分析

4.4.1 環(huán)保效益

項目投運后，汽輪機的低負荷的供熱能力顯著增加，相比于旁路系統(tǒng)未投運前，增加了約175 t/h的供熱蒸汽，相當于增加了122 MW的供熱能力，理論上相當于解決了210萬m2左右的居民供熱問題，替代了當?shù)厝济汗嵝″仩t的運行，減少了污染物排放。

改造后，每年可節(jié)約標煤4.2×104t，僅此一項每年便可減少粉塵排放量454.02 t，減少SO2排放量1 134.77噸，減少NOX排放量209 t，減少CO2排放量13.79×104t。節(jié)能減排的環(huán)保減排效益明顯[7]。

4.4.2 社會效益

項目投運后，該電廠350 MW熱電機組的深度調(diào)峰能力顯著增加，理論上相當于增加了70 MW左右的調(diào)峰能力，有效緩解了區(qū)域的“電熱矛盾”，緩解了區(qū)域“三棄”現(xiàn)象，為新能源消納提供了空間。社會效益巨大。

5 結(jié) 語

通過該電廠的35%旁路調(diào)峰供熱靈活性項目的實施，可以說明：

1)350 MW超臨界抽汽供熱機組的高低壓旁路由啟動用改變?yōu)楣嵴{(diào)峰用時，在汽輪機軸系振動、汽輪機軸向推力平衡、低壓轉(zhuǎn)子末級葉片安全、鍋爐再熱器超溫等方面均未出現(xiàn)明顯變化。

2) 應(yīng)用35%高低壓旁路供熱靈活性技術(shù)，對350 MW超臨界機組進行靈活性改造是可行的，可大幅提高機組的低負荷供熱能力，改善機組的深度調(diào)峰能力20%以上。

3) 利用350 MW超臨界機組的高低壓啟動旁路進行供熱靈活性改造，改造投資較低，改造效果明顯，經(jīng)濟效益可觀，社會效益顯著，可推廣應(yīng)用。